способ определения источников образования стойких водонефтяных эмульсий

Формула изобретения

1. Способ определения источников образования стойких водонефтяных эмульсий, включающий сбор и транспорт продукции скважин до системы ее подготовки, отбор проб и их физико-химический анализ, отличающийся тем, что до отбора проб закачивают индикатор в скважину и до или на входе в систему подготовки выполняют фотометрический анализ продукции скважин на содержание индикатора в плотном слое водонефтяной эмульсии.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что до или на входе в систему подготовки дополнительно выполняют фотометрический анализ продукции скважин на содержание индикатора в водной фазе.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве индикатора закачивают роданистый аммоний или флуоресцеин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к процессам подготовки нефти, газа и воды, в частности, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Стойкие водонефтяные эмульсии образуются и накапливаются в виде промежуточных слоев на установках подготовки нефти (УПН) в водоотделительном оборудовании на границе раздела фаз “нефть-вода” и представляют собой смесь агломератов твердых частиц с асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами нефти и пластовой воды. Постепенное накопление и рост толщины промежуточных слоев приводит к нарушению процессов разделения фаз в технологических отстойных аппаратах и срыву режима работы УПН.

Одной из причин повышения устойчивости эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является широкая химизация добычи нефти. С целью повышения и интенсификации добычи нефти применяются различные методы и технологии, предусматривающие использование химреагентов, которые влияют на физико-химические свойства продукции скважин. При этом возникают серьезные осложнения в технологической цепочке “скважина - система нефтесбора - УПН”, связанные с образованием стойких водонефтяных эмульсий.

При пуске скважин в эксплуатацию после бурения, перфорационных, водо- и газоизоляционных работ, гидроразрыва пласта, обработки призабойной зоны механическими и химическими способами, текущего и капитального ремонта скважин и т.д., нередко наблюдается образование стойких эмульсий, стабилизированных мехпримесями, асфальтосмолистыми веществами и химреагентами, используемыми в процессах добычи нефти. После выполнения ремонтных работ в скважинах все технологические отработанные жидкости откачиваются в систему нефтесбора и поступают вместе с продукцией скважин на УПН. Источниками загрязнения продукции скважин являются также продукты коррозии, биокоррозии, отложения солей, смол, парафинов, содержимое шламовых амбаров и пр.

Для повышения нефтеотдачи пластов в больших объемах закачивают в скважины различные химреагенты, например поверхностно-активные вещества, полимеры, глинопорошки, жидкое стекло, щелочи, кислоты, соли и пр. Однако в результате закачек ряда химреагентов повышается устойчивость добываемой продукции скважин за счет изменения рН пластовой воды, образования мелкодисперсных осадков, повышения вязкости воды и т.д.

Таким образом, вышеприведенные факторы, а также высокая обводненность, высокие скорости движения газожидкостной смеси, повышенное содержание асфальтосмолистых веществ в нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений вызывают нарушения и срывы технологических процессов подготовки нефти. Учитывая, что стойкие промежуточные эмульсии не разрушаются традиционными методами, важно принять соответствующие меры по предупреждению образования стойких эмульсий в продукции скважин или по предотвращению их поступления в общую систему нефтесбора и УПН.

Вследствие многообразия факторов и причин, влияющих на повышение устойчивости водонефтяных эмульсий, необходимо, в первую очередь, выявить источники образования стойких эмульсий.

Известен способ определения источника образования стойких эмульсий, включающий отбор проб продукции добывающих скважин и определение их агрегативной устойчивости [1] (Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, М.: Недра, 1982).

Недостаток способа состоит в том, что при поступлении стойкой водонефтяной эмульсии на установку подготовки нефти не представляется возможным определить по агрегативной устойчивости источник ее образования. Как показывает практика, количество скважин, добывающих водонефтяные эмульсии с высокой агрегативной устойчивостью с последующим их транспортированием в единой системе нефтесбора, может достигать десятки, а порой и сотни единиц.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ контроля за содержанием мехпримесей в системе установок подготовки нефти, позволяющий принимать своевременные меры до срыва режима работы установок [2] (Позднышев Г.Н. РНТС "Нефтепромысловое дело", 1980, №6, с.47-49).

Недостатком способа также является невозможность определения источника поступления мехпримесей на УПН, стабилизирующих стойкие водонефтяные эмульсии.

Целью изобретения является предупреждение образования стойких эмульсий в добываемой продукции скважин, приводящих к нарушению и срывам технологических процессов подготовки нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения источника образования стойких водонефтяных эмульсий, включающем сбор и транспорт продукции скважин до системы ее подготовки, отбор проб и их физико-химический анализ, до отбора проб закачивают индикатор в скважину и до или на входе в систему подготовки выполняют фотометрический анализ продукции скважин на содержание индикатора в плотном слое водонефтяной эмульсии и (или) водной фазе. В качестве индикатора может быть использован роданистый аммоний или флуоресцеин.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Известен способ определения гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами и фильтрационных потоков в пласте с использованием трассирующей метки (индикатора). Этот способ основывается на том, что перенос нейтральной примеси (индикатора) подчиняется законам движения несущей жидкости. В качестве индикатора используется нейтральный краситель флуоресцеин, обнаружение которого в пробах возможно при концентрации до 10^-7% [3] (РД3-0147428-235-89, Методическое руководство).

В предлагаемом способе в качестве индикатора используют водный раствор роданистого аммония. После проведения работ по интенсификации добычи нефти или в процессе закачек химреагентов для повышения нефтеотдачи пластов в добывающую или нагнетательную скважины закачивают индикатор. В результате взаимного диспергирования на приеме насоса пластовой воды, содержащей индикатор, и нефти, содержащей асфальтено-смолистые вещества, твердые мелкодисперсные частицы и ПАВ, образуется стойкая водонефтяная эмульсия обратного типа. С продукцией скважин происходит вынос индикатора как в составе стойкой эмульсии, так и в составе водной фазы. После закачки индикатора регулярно осуществляют отбор проб до или на входе на УПН и проводят фотометрический анализ на содержание индикатора в плотном слое стойкой эмульсии и в водной фазе, например, с помощью фотоэлектроколориметра КФК-2.

Ниже приведены конкретные примеры реализации предлагаемого способа.

Пример 1.

С целью выявления источника образования стойкой эмульсии была осуществлена закачка индикатора - роданистого аммония в скважину 15967/1700 Самотлорского месторождения, где ранее был проведен гидроразрыв пласта (ГРП) на водной основе жидкости-песконосителя с целью интенсификации добычи нефти.

Через сутки после запуска скважины в эксплуатацию с помощью погружного центробежного электронасоса ЭЦН-50 была проведена закачка в скважину цементировочным агрегатом ЦА-320 по затрубному пространству 8 м³ водного раствора индикатора с концентрацией 10 г/л. До закачки индикатора были отобраны пробы водонефтяной эмульсии, поступающей на УПН, и определены фоновые значения индикатора в пробах (таблица 1, фиг.1). Как видно из таблицы 1, до закачки индикатора фон составлял 0,19-0,55 мг/л.

После закачки индикатора ежедневно отбирались пробы продукции скважин, поступающей на УПН, и проводились фотометрические анализы на содержание индикатора в плотном слое стойкой эмульсии и водной фазе. Максимальное содержание индикатора в водной фазе наблюдалось на входе УПН на узле А (21,6 мг/л), I ступени сепарации (18,2 мг/л) и концевой сепарационной установке (15,7 мг/л) через одни сутки после закачки индикатора, что на два порядка превышает фоновые значения. Присутствие индикатора в плотном слое эмульсии и воде и в резервуарах РВС в данный момент не наблюдалось, показания не превышали фоновые значения.

Максимальное содержание индикатора в плотном слое эмульсии в резервуарах наблюдалось на следующие сутки (4,8 и 5,5 мг/л), что на порядок больше фонового значения, а затем концентрация индикатора постепенно уменьшилась в течение 4-х суток до 0,76 и 1,0 мг/л, но все равно превышала фоновые значения в 2-4 раза.

Пример 2.

Для сравнительного анализа были проведены аналогичные исследования по закачке индикатора в работающую скважину 3947/243а, где не проводились работы по интенсификации добычи нефти.

До закачки индикатора были определены фоновые значения в пробах, отобранных на входе УПН (Узел А) и резервуарах РВС (таблица 2, фиг.2). Как видно из таблицы 2, до закачки индикатора фон составлял 0,21-0,40 мг/л, после закачки индикатора максимальное его содержание в водной фазе наблюдалось через двое суток и составило 8,65-20,78 мг/л, что на 1-2 порядка превышает фоновые значения, затем содержание индикатора в водной фазе постепенно уменьшалось в течение 7 суток до первоначального значения. Содержание индикатора в плотном слое эмульсии, отобранной из резервуаров, практически не отличалось от фоновых значений в течение 10 суток с момента закачки индикатора.

Таким образом, в результате проведенных анализов продукции скважин, поступающей на УПН, установлено, что после закачки индикатора в скважину, запущенную в эксплуатацию после проведения ГРП, он обнаруживается как в плотном слое эмульсии, так и водной фазе. Это является прямым доказательством того, что одним из источников образования стойкой водонефтяной эмульсии является добывающая скважина, запущенная в эксплуатацию после ГРП.

Для предупреждения образования стойкой эмульсии в добываемой продукции данной скважины, приводящей к нарушению и срыву технологического процесса подготовки нефти, необходимо принять соответствующие меры, а именно оптимизировать технологию интенсификации добычи нефти, выполнить внутрискважинную обработку (деэмульсацию) продукции скважины и др.

В случае отсутствия проведения работ по интенсификации добычи нефти в скважине присутствие индикатора наблюдается только в водной фазе и отсутствует в плотном слое эмульсии. При эксплуатации скважин, не подвергавшихся различным обработкам, на приеме насоса также происходит диспергирование пластовой воды и нефти, однако в отсутствие массового выноса твердых частиц из пласта, асфальто-смолистых веществ, стабилизаторов эмульсии (ПАВ) образуется нестойкая водонефтяная эмульсия. Результаты анализов говорят о том, что из подобных скважин вынос индикатора происходит с пластовой водой или в составе нестойкой эмульсии, легко разрушаемой в процессе существующей технологии подготовки нефти.